Énergie : la Tunisie tente de relancer l’exploitation de son or noir

C’est un sujet dont les autorités tunisiennes ont fait une priorité depuis quelques mois : la relance du secteur des hydrocarbures, l’un des plus stratégiques pour le pays. La question est devenue d’autant plus urgente que la production de pétrole brut nationale, estimée à environ 80 000 barils par jour (b/j) en 2010, est tombée à quelque 40 000 b/j en 2016. Une dégringolade qu’a accompagnée le départ d’acteurs de poids comme l’italien ENI, le britannique EnQuest ou le néerlandais Shell.

De manière générale, la Tunisie importe plus de produits pétroliers qu’elle n’exporte de brut. Et le déclin de l’exploitation des réserves d’hydrocarbures creuse davantage son déficit énergétique. Or la bonne tenue de la production est essentielle pour rééquilibrer ses comptes. De fait, dans le contexte économique difficile que subit le pays, la révision du code des hydrocarbures, prévue au deuxième trimestre de cette année, est devenue une urgence. Tout comme sa mise en conformité avec la Constitution de 2014 et son article 13, qui stipule que les nouveaux contrats et les conventions ratifiées relatifs à l’exploitation des ressources du pays doivent être soumis à l’Assemblée pour approbation.

Exploiter de nouvelles niches 

Mais outre sa mise en conformité avec la loi, le nouveau code doit aussi et surtout être attractif pour les investisseurs étrangers puisque la Tunisie, faute de disposer des moyens techniques nécessaires, fait appel, via des joint-ventures avec l’Entreprise tunisienne d’activités pétrolières (Etap), à des compagnies pour la prospection et l’extraction, dont British Gas, Marathon Oil, Total-Elf, OMV, Petrofac, Winstar Tunisia BV et Medco, opérationnelles depuis plusieurs années. Il s’agit là d’un impératif, d’autant qu’aujourd’hui seuls 26 permis d’exploration sont opérés dans le pays, contre 52 en 2010. Et que les autorités envisagent aussi de nouvelles niches telles que l’exploration en eau profonde et l’exploitation d’hydrocarbures non conventionnels.

Le nouveau code introduit également une fiscalité différenciée selon les régions et le type de ressources : « Il faut distinguer le sud du pays et certaines zones offshore à fort potentiel des autres régions comme le Centre et le Nord, où les probabilités de découverte sont beaucoup plus faibles », précise Héla Cheikhrouhou, ministre de l’Énergie et des Mines.

Plus de flexibilité

Dans les faits, avec des gisements de pétrole et de gaz assez limités, la Tunisie n’est intéressante que pour de petites sociétés. Mais celles-ci « peuvent miser sur des zones où aucune prospection n’a encore eu lieu », remarque Wided Ben Driss, directrice d’exploitation chez PA Resources Tunisia.

Alors que la chute de la valeur du dinar par rapport au dollar rend le prix du baril cher pour le pays, le nouveau code des hydrocarbures pourrait créer une avancée en prévoyant la possibilité d’accorder aux opérateurs déjà installés l’autorisation d’étendre leurs permis à d’autres champs de prospection plutôt que d’avoir à chercher de nouveaux partenaires. Une flexibilité et un gain de temps notables en matière d’appels d’offres et de protocoles de mise en place des prospections.

REVENUS PÉTROLIERS PLOMBÉS PAR LA CONTREBANDE

Si l’amont du secteur des hydrocarbures tunisien vit une situation bien difficile, la distribution de produits pétroliers n’est pas dans une position brillante non plus. La contrebande de carburants accapare 30 % d’un marché qui consomme 10 millions de litres par jour.

Malgré l’augmentation des prix du marché noir en raison des difficultés rencontrées pour franchir les frontières, les usagers y trouvent encore largement leur compte : ils payent 0,95 dinar (0,38 euro) le litre d’essence, contre 1,65 dinar (0,66 euro) à la pompe. Un manque à gagner pour les distributeurs, qui veulent développer le réseau de 820 stations-service existant. Quant à l’État, il perd des revenus fiscaux estimés à 500 millions de dinars par an.